Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
391
находят применение в качестве наполнителя стеклянные шарики, а также
зерна агломерированного боксита соответствующего размера и молотая
скорлупа грецкого ореха. Плотность стеклянных шариков примерно равна
плотности кварца, т. е. 2650кг/м
3
, но они прочнее и меньше вдавливаются
в породу. Плотность порошка агломерированного боксита 1400кг/м
3
Производятся промышленные испытания наполнителя из особо прочных
искусственных синтетических полимерных веществ, имеющих плотность,
близкую к плотности жидкости (1100кг/м
3
) песконосителя.
Применяемый в настоящее время песок и другие виды
расклинивающих агентов имеют менее угловатую поверхность и более
точно классифицируются по размеру. Классификация пропанта по
размеру, представлена в таблице.
Таблица 8.4
Размер сит Предельные размеры частиц, (мм)
100 0,150
40-60 0,419-0,250
20-40 0,841-0,419
12-20 1,679-0,841
8-12 2,380-1,679
Применяемые в настоящее время пропанты, по прочности, можно
разделить на следующие группы:
кварцевые пески (плотность до 2,65г/см
3
);
синтетические пропанты средней прочности (плотность 2,7-
3,3г/см
3
);
синтетические пропанты высокой прочности (плотность 3,2-3,8
г/см
3
).
В настоящее время современная техника и применяемые жидкости
позволяют осуществлять успешную закачку при средней концентрации
песка порядка 200кг/м
3
жидкости. Однако применяются как большие, так
и меньшие концентрации. Количество закачиваемого песка, расходуемого
на одну операцию ГРП, по данным фирмы Халибуртон, к настоящему
времени доведено в среднем до 22,5т, а количество закачанной жидкости
в среднем (жидкость разрыва + жидкость-песконоситель) до 151,4м
3
.
Подбор скважин кандидатов для проведения гидроразрыва
пласта
ГРП рекомендуется проводить в следующих скважинах:
давших при опробовании слабый приток;
с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью
коллектора;
с загрязненной призабойной зоной;
с заниженной продуктивностью;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
392
с высоким газовым фактором (по сравнению с окружающими);
нагнетательных с низкой приемистостью;
нагнетательных для расширения интервала поглощения.
Не рекомендуется проводить ГРП в скважинах:
технически неисправных;
расположенных близко от контура водоносности или от газовой
шапки.
Основные требования к выбору скважин для обычного ГРП:
закольматирована призабойная зона скважины;
пластовое давление составляет не менее 85% от
гидростатического;
ГРП ранее не проводился или это второй ГРП с увеличением, (по
сравнению с первым), количества и концентрации песка, но не более
100кг/м
3
;
проницаемость пласта (до 0,035мкм
2
);
проницаемость пласта (до 0,05мкм
2
), но очень загрязненная
призабойная зона;
толщина пласта не менее 5м., с глубиной залегания до 3500м.;
когда необходимо избежать возможности выпадения в стволе
скважины корки закрепителя с дальнейшим промыванием пропанта или
песка.
Выбор скважины и объекта для мощного гидроразрыва пласта:
Выбор скважины:
Скважина, в которой планируется проведение гидроразрыва,
должна быть технически исправной. Эксплуатационная колонна,
колонная головка и цементное кольцо должны быть герметичными, не
допускается наличие избыточного давления в межколонном пространстве.
Устье скважины необходимо оборудовать колонной головкой,
рассчитанной на давление в обсадной колонне, ожидаемое во время
гидроразрыва. Эксплуатационную колонну с колонной головкой,
требуется опрессовать на полуторакратное давление газа, ожидаемое
после введения скважины в эксплуатацию.
Качество разобщения пачек пластов, которые могут быть
объектами поинтервального гидроразрыва, и качество разобщения
выбранного пласта с водоносными пластами следует проверять особенно
тщательно. Высота цементного над (под) объектом поинтервального
гидроразрыва должна быть такой, чтобы выдержать ожидаемый перепад
давления между ними и соседними водоносными пластами (из расчета
допустимого градиента 2,0МПа/м).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
393
Выбор объекта для гидроразрыва пласта:
Объектами для гидроразрыва являются продуктивные пласты.
объекты для гидроразрыва необходимо выбирать по результатам
геологических и геофизических исследований разреза скважины и анализа
имеющейся промысловой информации о работе данной и окружающих
скважин;
по результатам геофизических исследований разреза скважины и
анализа геолого-промысловых материалов соседних скважин определяют
глубину залегания и характеристики продуктивных газонасыщенных
пластов;
объекты для гидроразрыва выбирают с учетом емкостных,
фильтрационных и физических свойств пород, гидродинамических
характеристик пластов в призабойной и отдаленной зонах скважины,
технических возможностей оборудования для гидроразрыва.
Факторы, способствующие принятию положительного решения о
целесообразности гидроразрыва, следующие:
довольно существенная толщина пласта (от 5 до 15м и более) или
такая же суммарная толщина пачки продуктивных пластов;
наличие значительной кольматации пласта (дополнительный
скин-эффект);
коэффициент продуктивности скважины меньше коэффициента
продуктивности окружающих скважин;
гидроразрыв в скважине еще не проводился.
Продуктивность гидродинамически совершенной скважины и скин-
эффект определяют по геофизическим и промысловым исследованиям
или моделированием на ЭВМ, или по данным гидродинамических
исследований.
Перфорация эксплуатационной колонны в интервале объекта
гидроразрыва должна проводиться методом КП, плотностью не меньше
12отв. на 1м., зарядами типа ПКС-80 или другими с подобной пробивной
способностью или методом ГПП плотностью 2 - 4отв. на 1м. Для
сохранности чистоты отверстий перфорации необходимо проводить её
при равновесии гидростатического давления с пластовым, в скважине
заполненной безглинистым раствором, например собственной пластовой
водой.
Стандартная схема проектирования ГРП
выбор скважины на основе моделирования ее продуктивности для
определения отношения фактической продуктивности к потенциальной (с
нулевым скин-эффектом) и оценки текущего значения скин-эффекта;
исследование развития трещин и профилей приемистости по
разрезу скважины;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
394
исследование изменений коэффициента приемистости пластов во
время нагнетания жидкости в скважину;
расчет ожидаемых размеров трещины при возможных режимах
нагнетания в скважину;
выбор рациональных режимов ГРП;
оценка ожидаемой технологической эффективности и
экономической целесообразности ГРП.
Технология проведения обычных ГРП
Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под
давлением до 60МПа нефти, пресной или минерализованной воды,
нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей, в
результате чего в пласте образуются трещины. В образовавшиеся трещины
нагнетают песок, стеклянные и пластмассовые шарики, чтобы после снятия
давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте,
являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с
удаленными от забоя продуктивными зонами пласта.
Технологии обычных ГРП предусматривают неглубокое
закрепление трещин и обеспечивают двух-, трехкратное увеличение
текущего дебита нефтяных, газовых или приемистости нагнетательных
скважин.
Схема обвязки спецтехники во время обычных ГРП изображена на
рисунке 8.2. Для проведения обычных ГРП в скважину на НКТ 5
спускают пакер 3, который делит ее ствол на две части и защищает
верхнюю часть эксплуатационной колонны 4 от высокого давления. Устье
скважины обвязывают арматурой 6, рассчитанной на рабочее давление до
70МПа., (например: 2АУ-700). Все насосные агрегаты 9, для нагнетания
жидкостей, (например: 8шт. АЧФ-1050, 4АН-700), обвязывают с
арматурой 6, (2АУ-700), через блок манифольда 8 (1БМ-700). Жидкости
для ГРП транспортируют автоцистернами объемом по 20м
3
или сливают в
стационарные резервуары 13 объемом по 50м
3
общим объемом 100-300м
3
.
Вспомогательные насосные агрегаты 11 (УНБ 160×40) закачивают
жидкость в пескосмесители 12 (УСП-50), из которых центробежным
насосом сначала только жидкость, а потом жидкость с песком
направляется на выход насосных агрегатов 9 для нагнетания в скважину.
Параметры ГРП контролируются со станции 10.
Перед проведением ГРП из скважины поднимают НКТ и другое
глубинное оборудование (насосное, газлифтное), шаблонируют
эксплуатационную колонну, спускают пакер на НКТ и опрессовывают их.
Процесс ГРП начинается путем проверки приемистости скважины из
расчета наименьшего расхода жидкости разрыва, который постепенно
увеличивают, например от 250, 500 и 900м
3
/сут. до значения, при котором
обеспечивается закрепление трещин (2000-3000м
3
/сут.). Далее нагнетают
жидкость-песконоситель, преимущественно с концентрацией песка
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
395
(
3
/10020 мкгС
п
), которая зависит от вязкости жидкости.
Рисунок 8.2 – Технологическая схема обвязки спецтехники для
проведения обычного ГРП
1 – продуктивный пласт; 2 – трещина разрыва; 3 – пакер; 4 – эксплуатационная колонна; 5 –
компоновка НКТ; 6 – фонтанная арматура (2АУ-700); 7 – устьевой манометр; 8 – блок
манифольда (1БМ-700); 9 – насосный агрегат (4АН-700); 10 – станция управления ГРП; 11 –
насосный агрегат (УНБ160х40); 12 – пескосмеситель (УСП-50); 13 – стационарный
резервуар.
В завершение процесса необходимо вытеснить смесь жидкости с
песком из скважины в пласт, продавочной жидкостью и закрыть НКТ,
пока давление на устье скважины не снизится до атмосферного. После
этого поднимают НКТ с пакером и спускают глубинное оборудование для
эксплуатации скважины. Для проведения обычных ГРП необходимо
подготовить закрепляющий агент (кварцевый песок) в количестве
( .155 тQ
) фракции 0,6-1,2мм, жидкость разрыва пласта
(
3
4020 мV ), жидкость-песконоситель (
3
300100 мV
п
),
жидкость для продавливания в пласт (
пр
V ) песконосителя в объеме той
части полости скважины, по которой нагнетают жидкости. Небольшую
часть жидкости-песконосителя без закрепителя, который нагнетается
после жидкости разрыва для предыдущего раскрытия трещин, называют
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
396
буферной жидкостью.
Технология проведения мощного (МГРП)
Процесс МГРП отличается от обычного ГРП значительным
уменьшением объема пульпы-геля с закрепителем, а следовательно, и
сокращением продолжительности процесса в 4-12раз, уменьшением
гидропотерь, во время движения по НКТ к пласту почти вдвое и
снижением давления на устье до 30МПа; высокими расходами до
3,6м
3
/мин, постепенным повышением концентрации закрепителя в пульпе
в пределах 100-600кг/м
3
, что обеспечивает закрепление трещины с
поверхностной плотностью 1-5кг/м
2
. Во время МГРП с рекомендуемыми
параметрами раскрывается значительно менее короткая и более широкая
трещина, которая после этого лучше заполняется закрепителем.
Вследствие этого проводимость трещины, которая является
произведением ее ширины на проницаемость, возрастает в десятки раз.
При этом рост продуктивности после МГРП достигает 450%, когда после
обычных ГРП - 130-180%, т.е. новая технология значительно эффективнее
и окупается за 6-10мес., эффект продолжительный - более года,
вследствие чего метод значительно результативнее обычного ГРП. В
связи с тем, что во время МГРП могут создаваться короткие
высокопроводные трещины, данный метод применяют даже в
обводненных скважинах.
Схема обвязки оборудования во время МГРП показана на рисунке
8.3.
Пескосмеситель 10 забирает технологические жидкости из
ёмкостей 11 и подает их при избыточном давлении 0,3-0,6МПа через
коллектор низкого давления блока манифольда 12 насосными агрегатами
8 и 9, которые нагнетают технологические жидкости в скважину. Ввод
пропанта или песка в жидкость осуществляется шнеками смесителя из
технологического бака, в который их засыпают из песковоза (на рисунке
8.3 не показан). Иногда для уменьшения нагрузки на пакер и НКТ во
время МГРП в затрубном пространстве скважины агрегатом ЦА-320 (на
рисунке 8.3 не показан) создают избыточное давление.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
397
Рисунок 8.3 – Технологическая схема обвязки спецтехники для
проведения мощного ГРП
1 – продуктивный пласт; 2 – трещина разрыва; 3 – пакер; 4 – эксплуатационная колонна; 5 –
компоновка НКТ; 6 – фонтанная арматура (2АУ-700); 7 – датчик расхода и давления; 8 –
насосный агрегат (FC-2251); 9 – насосный агрегат (АЧФ-1050); 10 – пескосмеситель (МС-60);
11 – емкости для жидкостей, применяемых при ГРП; 12 – блок манифольда (IC-320); 13 –
станция контроля и управления (EC-22 ACD).
Управление работой насосных агрегатов и смесителя и контроля за
основными параметрами МГРП осуществляется со станции контроля 13,
соединенной системой кабелей с датчиками расхода и давления 7.
Процесс МГРП проводится в два этапа: сначала малый ГРП (мини
ГРП) с нагнетанием в пласт 30-70м
3
жидкости (пластовой воды, геля) с
целью определения давления разрыва и проницаемости пласта,
прогнозирование процесса развития трещины, оценки возможности
проведения главного ГРП (ГГРП) и уточнение его основных
технологических параметров и эффективности. Потом выполняется ГГРП,
во время которого в пласт нагнетается жидкость разрыва (гель) с
расходом 2,0-3,6м
3
/мин., а затем 50-150м
3
пульпы, т.е. геля с 6-25т.
пропанта или песка с концентрацией 250-600кг/м
3
после чего нагнетается
продавочная жидкость.
В комплект оборудования для МГРП входят три насосных агрегата
модели FC-2251, блок манифольда модели IC-320, смеситель модели МС-
60, станция контроля и управления процессом, модели FC-320 и
оборудование устья скважины. Кроме того, иногда применяют агрегаты
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
398
АЧФ-1050.
Основные технические характеристики оборудования:
насосный агрегат оборудован двигателем номинальной
мощностью 1655кВт при 2050об/мин; насос TVC-2000; максимальное
рабочее давление - 105МПа; максимальная подача насоса при разных
давлениях: 80МПа. - 1,03м
3
/мин., 70МПа. - 1,25м
3
/мин., 60МПа. -
1,6м
3
/мин.;
блок манифольда позволяет подсоединять насосные агрегаты к
манифольду низкого и высокого давления;
смеситель дает возможность проводить смешивание компонентов
технологических жидкостей, развивать производительность до 9,5м
3
/мин.
и поддерживать необходимое давление на входе насосных агрегатов.
станция контроля и управления предназначена для регистрации
данных МГРП и управления оборудованием. Станция укомплектована
контрольно-измерительными приборами, двумя компьютерами с
современным программным обеспечением для анализа данных МиниГРП,
проектирования МГРП и контроля за его проведением. До восьми
параметров регистрируются через каждые три секунды: давление в
нагнетательном трубопроводе и заколонном пространстве, расход
жидкости (пульпы), закачанный объем, плотность (концентрация
пропанта) и прочие.
Кислотная обработка пласта
Методы воздействия на призабой зону пласта с целью
интенсификации притока базируются на свойстве горных пород вступать
во взаимодействие со многими химическими веществами, а также на
свойстве некоторых химических веществ, влиять на поверхностные и
молекулярно-капиллярные связи в поровом пространстве пород.
Наиболее распространенными методами химического воздействия
на пласт являются:
солянокислотная обработка пласта (хлористоводородной
кислотой);
глинокислотная обработка пласта (хлористоводородной и
фтористоводородной кислотами);
обработка пластов угольной, сульфаминовой, серной кислотами;
обработка пластов растворами ПАВ;
обработка ингибиторами гидратообразования.
Методы химического влияния на пласт дают возможность:
очистить и расширить каналы для движения флюида из пласта к
скважине;
образовывать новые каналы за счет растворения минералов,
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
399
которые входят в состав породы;
изменять фазовую проницаемость пласта.
Механизм воздействия
Кислота, попадая в пласт, растворяет карбонатный скелет или
цемент породы и увеличивает ее проницаемость.
Эффективность метода зависит от глубины проникновения кислоты
в пласт и от ее концентрации. Для пластов с очень низкой
проницаемостью при высоком содержании доломитов в пласт закачивают
нагретую кислоту (термокислотная обработка). Эффект кислотной
обработки непродолжителен.
Противопоказания
Метод противопоказан для пород с повышенным содержанием
глинистого материала (глинистые частицы разбухают под действием
кислоты), в этом случае в раствор соляной кислоты добавляют до 3%
плавиковой кислоты, которая растворяет глинистые частицы.
Взаимодействие кислот
Соляная кислота
Хорошо реагирует с породами, имеющими в своем составе ионы
Са, Mg, Na. При воздействии с известняком образует растворимые в воде
соли, водную фазу и углекислый газ. Выделяющийся при этом CO
2
оказывает положительное влияние на ПЗП, особенно на режимах с
температурой в пласте выше критической (более 31,2°С), при которой
СО
2
находится в газовой фазе. В момент пуска скважины в работу и ее
освоения СО
2
способствует растворению асфальтосмоло-парафиновых
отложений (АСПО) вблизи ПЗП и более интенсивному выносу продуктов
реакции. Реакция соляной кислоты с глинами и глинистыми
компонентами пород протекает с растворением окислов щелочных и
щелочноземельных металлов, однако при этом происходит
гелеобразование, которое усиливается с ростом содержания НСL в
рабочем растворе и является процессом нежелательным.
Фтористоводородная кислота
Взаимодействует с окислами кремния и его соединениями,
например, с кварцевым песком, алюмосиликатом. Реакция
фтористоводородной кислоты с окислом кремния протекает медленно с
образованием растворимого твердого осадка в воде. Быстротечная
реакция проходит при взаимодействии HF с алюмосиликатами.
Уксусная кислота
Взаимодействует достаточно хорошо с известняком, доломитом,
сидеритом с образованием растворимых в воде продуктов реакции. С
глинистыми составляющими породы практически не вступает в реакцию,
однако при взаимодействии высококонцентрированной (более 60%)
уксусной кислоты с высокоминерализованной водой хлоркальциевого
типа происходит выпадение солей в осадок.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
400
Серная кислота
Концентрированная серная кислота достаточно эффективно
вступает в реакцию с карбонатными составляющими горной породы,
однако, при этом выпадают кристаллы солей в осадок, что приводит к
закупорке пор и трещин. При взаимодействии с породой в среде с
пластовыми флюидами выделяется значительное количество тепла,
генерируются поверхностно-активные вещества от реакции H
2
S0
4
с
большинством компонентов нефти. Эти свойства серной кислоты
положительно сказываются в большей степени при использовании ее для
целей повышения нефтеотдачи пластов.
Характеристики взаимодействия горных пород с кислотами
Таблица 8.5
Наименование
кислоты и ее
химическая
формула
Горная порода и
компонент,
реагирующий с
кислотой
Результаты реакции
Известняк СаСОз
Продукт растворения -
хлористый кальций, является
водорастворимой солью
Соляная кислота
НСL
Доломит CaMg(C0
3
)
2
Хлористый магний - также
водорастворимая соль
Фтористоводородна
я кислота HF
Силикатный
материал:
Зернистый кварц SiO
2
Медленно протекает реакция с
образованием водорастворимых
осадков
Фтористоводородна
я кислота HF
Алюмосиликат
H
4
AI
2
Si
2
O
9
Быстротечная экзотермическая
реакция с образованием
водорастворимых продуктов
Известняк
Продукты реакции хорошо
растворимы в воде
Доломит
Продукты реакции хорошо
растворимы в воде
Уксусная кислота
СНзСООН
Сидерит FeCO
3
Осадков не образуется
Известняк
Осадок растворим в воде,
возможно осадкообразование
при повышенной концентрации
кислоты
Серная кислота
Н
2
SO
4
Доломит
Осадки растворимы в воде. При
высокой концентрации кислоты
могут образовываться осадки
Закачка растворов кислот в скважину
Подготовительные работы
На скважины рабочий раствор доставляется в автоцистернах. Для